Serie de Articulos Introdutorios: Mecanismos de drenaje de los

SERIE DE ARTÍCULOS INTRODUCTORIOS
Mecanismos de drenaje de los yacimientos
Tony Smithson
Editor senior
Gas
Petróleo
desplazado hacia
el interior del pozo
por la elevación
del contacto
agua-petróleo
Condiciones originales
Contacto
gas-petróleo
Petróleo
Contacto agua-petróleo
Contacto
agua-petróleo
Parcialmente agotado
Figura 1. Mecanismos de drenaje de las formaciones. Los sistemas de drenaje por empuje de agua (izquierda) dependen del agua de un acuífero
conectado para reemplazar el petróleo producido. Los mecanismos de drenaje por casquete de gas (centro, a la izquierda) son energizados por el gas
en expansión que rellena los vacíos que quedan después de remover los líquidos. El gas presente en el petróleo saturado de un sistema de drenaje por
gas disuelto (centro, a la derecha) se desprende de la solución después que la presión del yacimiento cae por debajo del punto de burbujeo. Los sistemas
de drenaje gravitacional, o de drenaje combinado (derecha), poseen capas de gas, petróleo y agua. A medida que se produce el petróleo, el contacto
gas-petróleo cae conforme el casquete de gas se expande, y el contacto agua-petróleo se eleva.
La producción de hidrocarburos, es decir la acción de llevarlos desde el
fondo del pozo a la superficie, de manera eficaz y económicamente efectiva
puede constituir un desafío para las compañías de E&P. Para producir esos
hidrocarburos con eficacia, los ingenieros de yacimientos deben comprender el mecanismo de drenaje del yacimiento; es decir, el mecanismo que
desplaza los hidrocarburos fuera de los espacios porosos de las rocas y hacia
el interior del pozo. La comprensión del sistema o de los sistemas activos de
drenaje de un campo ayuda a los operadores a desarrollar estrategias de
producción que maximizan el factor de recuperación, que es el porcentaje
de petróleo o gas del volumen original en sitio que se lleva a la superficie.
La energía de los yacimientos
Los fluidos de yacimientos en su estado original han sido afectados por
numerosas fuerzas naturales. Los estratos de sobrecarga —las capas de
rocas y suelo que suprayacen un yacimiento— pesan sobre las rocas y los
fluidos y afecta la temperatura y la presión del yacimiento. A lo largo del
tiempo geológico, las fuerzas presentes en el yacimiento se equilibran y
establecen la presión de poro de la formación, que es la fuente de energía
más importante para desplazar los fluidos a través de una formación. En una
formación permeable, sin la presencia de barreras tales como capas de lutitas o fallas que bloquean su movimiento, los fluidos pueden migrar a través
de las rocas. La fuerza de gravedad produce la segregación de los fluidos de
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acuerdo con su densidad, de manera que el orden típico de los fluidos en un
yacimiento es gas en el tope, petróleo, y finalmente agua en la base.
Si se produce un desequilibrio de presión, los fluidos se desplazarán desde
las regiones de alta presión hacia las de baja presión. Después de perforar y
terminar un pozo, éste puede generar una condición de desequilibrio y actuar
como un conducto de baja presión hacia el cual migrarán sus fluidos.
A medida que el petróleo, el gas y el agua fluyen hacia el interior de un
pozo, el equilibrio de presión se perturba cerca del pozo. Para preservar o restaurar el equilibrio, los fluidos que fluyen hacia el interior del pozo son reemplazados por fluidos provenientes de mayores distancias. El movimiento de los
fluidos depende de sus propiedades, tales como la densidad y la viscosidad, y de
las propiedades de las rocas, tales como la mojabilidad y la presión capilar.
Debido a la heterogeneidad de las rocas y los fluidos, puede suceder que los
fluidos no se muevan de manera uniforme a través del yacimiento. Además de
las propiedades de las rocas y de los fluidos, los mecanismos de drenaje —
que describen la fuente de energía que mueve los fluidos hacia el interior, a
través y fuera, de un yacimiento— también determinan cómo se desplazan
los fluidos dentro del yacimiento. Los principales sistemas de drenaje natural son el drenaje por empuje de agua, la expansión por gas disuelto, el drenaje por casquete de gas y el drenaje gravitacional (Figura 1). Los sistemas
de drenaje combinado son comunes y constituyen mezclas de dos o más sistemas de drenaje principales. Si bien otro mecanismo de drenaje —el drenaje por compactación de las rocas— es poco común, constituye un factor
importante en algunos campos de gran envergadura de todo el mundo.
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Pozo productor
Petróleo
Agua
Figura 2. Conificación en un sistema de drenaje por empuje de agua. Para
restablecer el equilibrio de presión, el petróleo producido es reemplazado
por los fluidos provenientes de otras partes del yacimiento. Los pozos con
altas tasas de flujo pueden impartir un gradiente de presión no uniforme en
el yacimiento y hacer que el agua fluya hacia el pozo productor. Este flujo
hacia la zona de baja presión puede generar un cono de agua invertido.
Mecanismos de drenaje
La energía para un sistema de drenaje por empuje de agua proviene de un
acuífero conectado. A medida que se extraen los hidrocarburos, el acuífero
se expande y el agua migra para reemplazar al petróleo o al gas desplazado.
Esta agua puede provenir de abajo, en lo que se denomina drenaje por
empuje de agua del fondo, o de fuentes adyacentes, en lo que se conoce
como drenaje por empuje de agua del borde. Si el acuífero circunscribe el
yacimiento productor, el mecanismo se denomina drenaje periférico por
empuje de agua del borde.
En un sistema de drenaje por empuje de agua del fondo, a medida que se
producen hidrocarburos, el contacto entre el petróleo y agua (CAP) o entre el
gas y el agua (CGP) se desplaza hacia arriba. Cuando el contacto se eleva, el
agua puede llegar al intervalo productivo del pozo. El movimiento acelerado
causado por los grandes diferenciales de presión existentes alrededor del
pozo puede hacer que el agua presente cerca del pozo se eleve más rápido.
Este fenómeno —denominado conificación— puede ocasionar la producción prematura de agua de pozos con altas tasas de flujo (Figura 2). El agua
de formación en los sistemas de drenaje por empuje de agua del borde avanza
en los pozos de producción y finalmente irrumpe o incursiona en los mismos.
Debido a las heterogeneidades de las formaciones, el agua puede moverse
de manera no uniforme, o infiltrarse en forma de dedos, a través del yacimiento, produciendo la incursión prematura de la producción de agua en las
zonas más permeables.
Si el acuífero es extenso, el influjo de agua puede ser suficiente para
mantener la presión del yacimiento durante mucho tiempo. Una técnica
común de recuperación secundaria basada en el mecanismo de drenaje por
empuje de agua es la inundación con agua, proceso en el cual los operadores inyectan agua en los yacimientos de petróleo para barrer el petróleo
hacia los pozos productores, reemplazar los fluidos extraídos y sustentar la
presión del yacimiento. Con el tiempo, el corte de agua —la proporción de
agua producida en comparación con el volumen total de fluidos producidos— alcanzará un punto en el que el costo de eliminación del agua excederá el valor comercial de los hidrocarburos producidos. En un campo con
un mecanismo de drenaje periférico por empuje de agua del borde, los
pozos productores emplazados en el borde del campo serán los primeros en
experimentar el fenómeno de incursión de agua y podrán cerrarse o convertirse en pozos inyectores para mejorar la recuperación en un proceso de
inundación con agua. Los sistemas de drenaje por empuje de agua son eficaces y poseen factores de recuperación que oscilan entre el 35% y el 75% del
petróleo original en sitio (POES). El factor de recuperación promedio es de
alrededor del 40%.
La fuente de energía para el drenaje por casquete de gas proviene de la
expansión del gas en el tope del yacimiento. El gas puede encontrarse en sitio
cuando se hace producir inicialmente el yacimiento, lo cual se conoce como
casquete de gas primario, o puede formarse como un casquete de gas secundario, como resultado de la migración del gas fuera del petróleo cuando la
presión del yacimiento cae por debajo del punto de burbujeo. El punto de
burbujeo es la condición de presión y la temperatura en la cual comienzan a
desarrollarse las primeras burbujas de gas a partir del petróleo que contiene
gas en solución. El gas se expande cuando la presión del yacimiento cae,
ocupando el volumen poroso que alguna vez contuvo líquidos. La energía
mecánica almacenada presente en el gas es liberada a medida que el mismo
se expande, lo que ayuda a mantener la presión del yacimiento.
Para evitar la producción de gas del casquete, los pozos son terminados a
través de la columna de petróleo, en lo que se denomina la pata de petróleo.
El contacto gas-petróleo (CGP) se desplaza hacia abajo a medida que se
produce el petróleo y el casquete se expande. El gas que forma el casquete
de gas no debe producirse pues la presión existente en el yacimiento se
abatirá rápidamente; una incursión súbita de gas indica que el CGP ha
caído por debajo del intervalo superior extremo disparado de un pozo. El gas
producido en el campo puede reinyectarse en el casquete para el manejo de
la presión y la sustentación de la expansión posterior. Los niveles de recuperación del sistema de drenaje por casquete de gas oscilan entre el 20% y el
40% del POES. El factor de recuperación promedio es de alrededor del 30%.
Los mecanismos de expansión por gas disuelto se observan en los yacimientos saturados, en los que la presión de poro inicial se encuentra por
encima del punto de burbujeo. A medida que se produce el petróleo, la presión del yacimiento cae por debajo del punto de burbujeo, las burbujas de gas
se desprenden de la solución y se expanden en el petróleo. El gas disuelto
también puede ser liberado del agua. Las burbujas de gas en expansión
agregan energía al sistema y sustentan la presión del yacimiento. Las burbujas de gas presentes en el petróleo pueden ayudar a reducir la viscosidad de
este último, facilitando el flujo del petróleo desde el yacimiento hacia el
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Producción de petróleo
Presión de yacimiento
Presión de yacimiento
RPG
Producción de petróleo
RPG
Tiempo
Figura 3. Desempeño típico de un sistema de drenaje por gas disuelto.
En la fase de producción inicial con un mecanismo de drenaje por
expansión de gas disuelto, el pozo produce petróleo (verde) con una baja
relación gas-petróleo (RPG) (azul). A medida que se extrae el petróleo, la
presión del yacimiento (negro) se abate, el gas se desprende de la solución,
y la relación RPG se eleva bruscamente, como consecuencia de lo cual la
producción de petróleo se reduce.
interior del pozo, si bien después de alcanzar el punto de burbujeo, la producción de petróleo usualmente declina y la producción de gas se incrementa (Figura 3).
En un sistema de gas disuelto, cuando la presión de yacimiento cae, el
gas liberado puede migrar hacia el tope del yacimiento, formando un casquete de gas secundario. Si el petróleo es producido rápidamente, pueden
formarse burbujas de gas y expandirse en los poros de las rocas, impidiendo el
flujo del petróleo a través del yacimiento. Como sucede con un casquete de
gas primario, el agotamiento del casquete de gas secundario puede producir
el abatimiento rápido de la presión y reducir la recuperación. Los factores de
recuperación de los sistemas de expansión por gas disuelto oscilan entre el 5%
y el 30% del POES. El factor de recuperación promedio es de alrededor del 15%.
Los mecanismos de drenaje gravitacional se observan en los yacimientos
que poseen mecanismos de drenaje tanto por casquetes de gas como por empuje
de agua; estos tipos de yacimientos pueden ser productores muy efectivos.
La energía proviene de dos direcciones: ascendente con respecto a la presión hidrostática de la columna de petróleo y descendente con respecto a un
casquete de gas en expansión. Este mecanismo de drenaje de los yacimientos también se conoce como drenaje combinado. En muchos yacimientos de
petróleo, la producción de fluidos es controlada por más de un mecanismo
de drenaje y los ingenieros de yacimientos utilizan el término “drenaje combinado” para describirlos. Los factores de recuperación de los sistemas de
drenaje gravitacional oscilan entre el 5% y el 85% del POES. El factor de
recuperación promedio es de alrededor del 50%. La producción lenta de formaciones con estos mecanismos de drenaje puede mejorar considerablemente la recuperación final.
La matriz de roca en ciertos yacimientos se contrae a medida que se
producen los fluidos. Esto aporta energía al sistema y se denomina drenaje
por compactación. Si bien los mecanismos de drenaje por compactación son
poco comunes, la presencia de compactación mejora los factores de recuperación con respecto a las tasas de recuperación registradas en las formaciones
que no se contraen como consecuencia de la producción. Estos yacimientos
con frecuencia poseen mecanismos de expansión por gas disuelto, por
empuje de agua o por casquete de gas.
Las consecuencias de los mecanismos de drenaje
Los ingenieros de yacimientos estudian las condiciones de fondo de pozo
para optimizar las estrategias de terminación. Después de iniciarse la producción, estos profesionales monitorean los cambios producidos en las condiciones para evitar situaciones que pudieran incidir negativamente en el
comportamiento del yacimiento y los factores de recuperación. El manejo
de los yacimientos puede consistir en evitar el inicio prematuro de la incursión de agua y la conificación, el manejo de la presión para prevenir la caída
por debajo de la presión de punto de burbujeo, la mayor producción de gas
en los sistemas de expansión por gas disuelto y paciencia con los sistemas
de drenaje gravitacional para permitir que los fluidos se equilibren.
Tarde o temprano, los mecanismos de recuperación primaria se vuelven
ineficaces y los ingenieros de yacimientos pueden recurrir a las técnicas de
recuperación mejorada para extender la vida productiva de los campos productores. Durante la producción primaria, las técnicas de recuperación
secundaria, tales como la inundación con agua y la reinyección de gas, pueden mejorar la recuperación, potenciar la viabilidad económica y extender
la vida productiva de un yacimiento. El manejo adecuado de los yacimientos
ayuda a los operadores a incrementar la recuperación y mejorar el desempeño de los activos.
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